Medicion de La Trayectoria Direccional

MEDICION DE LA TRAYECTORIA DIRECCIONAL

CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO Datos e información requerida. Para elaborar el cálculo del proyecto direccional se deberán tener los siguientes Datos: Coordenadas del conductor (Xc, Yc). Coordenadas del objetivo (Xo, Yo). Profundidad vertical del objetivo. 

Con esta información preliminar es posible determinar las siguientes incógnitas: Desplazamiento horizontal. Rumbo.  Ángulo  Ángulo máximo. 

Métodos del cálculo El método normal para determinar la trayectoria de un pozo es establecer las Coordenadas. Se utiliza algún tipo de instrumento de medición, para determinar  la inclinación y la dirección a diferentes profundidades (estaciones) y con esto, calcular la trayectoria. Es muy importante saber que los valores de inclinación y dirección pueden observarse a profundidades preseleccionadas. La Fig. 12.17 muestra parte de la trayectoria en la cual se han tomado registros direccionales en las estaciones A2, A3 y A4. En cada estación se miden los ángulos de inclinación y dirección, así como distancias entre estaciones, cada ángulo de dirección obtenido por medio de un dispositivo magnético debe ser corregido con respecto al norte verdadero y cada giroscópico debe corregirse por la inclinación. Todas las lecturas de dirección están corregidas para la declinación de la interferencia magnética, y la conversión a la inclinación es realizada por los dispositivos giroscópicos.

Vista tridimensional de un pozo mostrando las componentes X,Y y Z de la trayectoria

Existen 18 ó más técnicas de cálculo para determinar la trayectoria del agujero. La principal diferencia entre dichas técnicas, es que un grupo utiliza aproximaciones de línea recta y el otro supone que el pozo es una curva y se aproxima con segmentos de curvas. Derivar cada método está fuera del alcance de este capítulo. Método tangencial. El método más simple utilizado por años ha sido el método tangencial. La derivación original se desconoce. El desarrollo matemático utiliza la inclinación y dirección en una estación de registro direccional A2 (Fig. 12.17) y supone que los ángulos proyectados permanecen constantes sobre todo el tramo de trayectoria precedente DM2 a A2. Los ángulos en A1 no se toman en cuenta. Se puede demostrar que la coordenada de latitud Norte/Sur L, puede ser  calculada utilizando la siguiente ecuación para cada tramo DM.

Método de ángulo promedio o del promedio angular. Se ha reconocido que el método tangencial provoca un er ror por no considerar  la inclinación y la dirección previas. El método de ángulo considera el promedio de los ángulos , , 1 1 a e y 2 2 a ,e sobre un incremento de longitud D2 para calcular  L2, M2,y D2. Basándose en las ecuaciones anteriores, el cálculo de la trayectoria puede ser fácilmente obtenido en forma tabular ó puede ser programado en una calculadora de bolsillo. La Tabla 12.1 muestra una secuencia de pasos utilizados en la técnica de promedio angular para determinar las coordenadas de la trayectoria a partir de valores medidos de inclinación y dirección.

En el punto X 1 (punto de inicio de desviación) introduzca el valor de cero para la inclinación en las columnas (B), (C), (E), las columnas de la (H) a la (Q) también serán cero. En el punto X 2 (primera estación de registro direccional) introduzca el valor promedio para la inclinación (E). Utilice la dirección real en las columnas (J) y (K). No utilice el azimut promedio en la columna (K) para cálculos en el punto X 2.

MÉTODOS DE CÁLCULO DE ESTUDIOS DIRECCIONALES Puesto que los instrumentos actuales no permiten definir exactamente el rumbo del pozo entre cada punto de estudio, para calcular la localización tridimensional de cada punto o estación se han desarrollado varios métodos. a) Método tangencial (también denominado de “ángulo terminal”)

Este antiguo método se basa en la suposición de que el pozo mantiene la misma inclinación y el mismo rumbo entre estaciones, y es muy fácil de calcular. Sin embargo, es muy impreciso, especialmente en pozos de configuración Tipo I y III en los que indica menos desplazamiento vertical y más horizontal de los que hay en la realidad, y también en los de Tipo II. En los que indica más desplazamiento vertical y menos horizontal de los que realmente hay en el pozo. La falta de precisión de este método ha servido de estímulo para desarrollar  medios más exactos.

b) Método en ángulo promedio Se basa en la suposición de que el recinto del pozo es paralelo al promedio sencillo de los ángulos de inclinación y dirección entre dos estaciones. Este método que es mucho más difícil de justificar teóricamente es, sin embargo, lo suficientemente sencillo para usarlo en el campo, ya que los cálculos se pueden efectuar en una calculadora no programable.

c) Método de radio de curvatura Este método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un arco parejo y esférico entre estaciones o puntos de estudio. Es teóricamente sensato y es muy preciso. Sin embargo, no es de fácil aplicación en el campo porque requiere el uso de una calculadora o computadora programable.

d) Método de curvatura mínima Presupone que el pozo es un arco esférico con mínimo de curvatura: en otras palabras, que hay máximo radio de curvatura entre puntos o estaciones deobservación. Aunque este método también comprende muchos cálculos complejos que requieren computadora programable, es el de mejor justificación teórica y por consiguiente el más aplicable a casi cualquier pozo.

Aspectos de operación Dispos itivos p ara medición de la dirección 

La trayectoria real de un pozo, se determina midiendo la inclinación y la dirección a varias profundidades. Posteriormente; se aplica esta información a uno de los métodos de cálculo presentados en la sección anterior. Esto se realiza principalmente para orientar  de manera adecuada el equipo desviador, ya sea una cuchara, la tobera de una barrena de chorro, un estabilizador con excentricidad, un codo desviador o un bent housing.  Anteriormente, la inclinación y dirección se determinaban con herramientas magnéticas y giroscópicas (single o multishot).Todas estas herramientas son autónomas y pueden ser alimentadas por baterías o desde la superficie. Las herramientas magnéticas se corrían con línea de acero, o en los lastrabarrenas cuando se están realizando viajes con la tubería.  Algunas herramientas giroscópicas son corridas con cable conductor, lo cual permite que las mediciones puedan ser leídas en superficie, además de que la energía es transmitida hacia la herramienta por el mismo cable. Las herramientas giroscópicas son corridas con baterías. Debido al desarrollo de la tecnología de telemetría, actualmente existen otras maneras de medir la dirección, la inclinación y la cara de la herramienta, tales como arreglos de magnetómetros y acelerómetros. La energía se proporciona con baterías, cable conductor o por un generador accionado por el fluido de perforación. Si la herramienta de medición es colocada en el aparejo de fondo, cerca de la barrena, y las mediciones son tomadas durante la perforación, a ésta se le llama: herramienta de medición durante la perforación o MWD (measurement while drilling). Estos instrumentos constituyen un elemento vital para el buen desarrollo de la perforación direccional; puede decirse que conforman los ojos con los cuales, el personal encargado de las operaciones puede “ver” la trayectoria que sigue el pozo.

Los instrumentos más utilizados en la actualidad para obtener la inclinación y el rumbo de un pozo son: Instrumentos giroscópicos Herramienta de orientación direccional Sistemas MWD 

Perforación direccional Cálculo de la trayectoria del pozo Con excepción de los instrumentos dotados con giroscopios, los demás necesitan de un lastrabarrena monel o antimagnético para obtener resultados confiables. Esto se debe a que pueden verse afectados por m ateriales metálicos cercanos (tuberías de revestimiento de pozos cercanos) o por el campo magnético terrestre. El intervalo de registro se ha estandarizado, considerándose que es recomendable registrar a cada 30 metros de agujero desviado.

Instrumentos giroscópicos Como ya se mencionó, estos instrumentos no requieren del uso de un lastrabarrenas antimagnético, ya que un giroscopio toma el lugar de la brújula magnética. Ya sea desde superficie o mediante un sistema de encendido automático, el giroscopio se pone en funcionamiento a unas 40,000 o 60,000 rpm. Esta operación genera un campo magnético que elimina el efecto del campo magnético terrestre, permitiendo registrar el norte verdadero. Para la interpretación del registro se utiliza un lector que amplifica la fotografía. La pantalla del visor se coloca de tal manera, que la línea Norte-Sur pueda ponerse sobre la manecilla indicadora del Norte en la fotografía. De esta forma, es posible leer directamente el rumbo verdadero en la circunferencia del lector e inspeccionar en forma precisa el grado de inclinación del agujero.

Herramientas de orientación direccional Este tipo de herramientas fueron utilizadas ampliamente en Petróleos Mexicanos en años pasados.Constan de una probeta con equipo electrónico. Ésta se adapta a una varilla con "pata de mula", la cual se asienta en la b ase correspondiente del orientador. La probeta está conectada a un cable conductor, por medio del cual se envía la información de las condiciones direccionales del pozo a la superficie; este cable pasa por un estopero que está conectado a la manguera del stand pipe, por  medio de la cual se bombea el fluido de perforación para operar el motor del instrumento. El cable transmite la información a una computadora, la cual procesa los datos y presenta la inclinación y el rumbo del pozo, así como la posición de la cara de la herramienta desviadora. Cabe mencionar que la

probeta queda localizada aproximadamente a la mitad del lastrabarrena antimagnético.

SISTEMA DE REGISTRO DURANTE LA PERFORACIÓN (MWD) Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar  las formaciones durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícil fabricar herramientas que pudieran contrarrestar l as difíciles condiciones de fondo y transmitir información confiable. Diferentes métodos de transmisión fueron utilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de modulación de pulsos, o cable y tubería. De todos los métodos de transmisión, los de pulsos de presión y los de modulación de pulsos han evolucionado a sistemas comerciales actualmente utilizados por la comunidad de perforación direccional. Los dos sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presión y el de transmisión de pulsos modulados de presión. El sistema MWD utiliza pulsos para transmitir la información de la herramienta a la superficie en forma digital (binaria). Estos pulsos son convertidos en energía eléctrica por medio de un transductor en superficie, los cuales son decodificados por una computadora. Existen diversas compañías que proporcionan este servicio a la industria petrolera en todo el mundo, siendo los sistemas más utilizados en la actualidad para el control direccional de los pozos.

Uso del equipo M.W.D. (descripción) Lo más práctico para el control direccional de un pozo, es tener de una manera directa en la superficie información continua, el ángulo alcanzado y el rumbo al que está orientada la herramienta deflectora, el sistema que se utiliza en la zona marina, es el equipo M.W.D. (Medición Mientras Perfora). Por medio de una probeta alojada dentro de la sarta de perforación (MWD), se transmiten pulsos a través del lodo hasta la superficie, para ser  exactos en el stand pipe donde está colocado un primer receptor de señales llamado translucer, esta a su vez manda la señal a un equipo de computo, donde se decodifica la señal dándonos información usual (ángulo, rumbo, temperatura, presión y orientación). El equipo MWD consta de cuatro componentes importantes los cuales son: Conjunto del generador de pulsos con sustituto Sensor / elementos electrónicos de la zonda Unidad con largueros de arrastre Sistema de cómputo 

Se hace mención que anteriormente para tomar un registro direccional, nos requería aproximadamente un tiempo de hasta tres horas por cada toma

(dependiendo de la profundidad y estado del Pozo), sin embargo ahora nos toma de tres a cuatro minutos así como también, el tiempo para un inicio era de tres días promedio solo para levantar +/- 10 grados, sin embargo ahora nos lleva toda la sección de incremento de ángulo (dependiendo del ángulo máximo) el mismo o menor tiempo, todo esto debido a que se cuenta con motores navegables y equipos M.W.D. En la siguiente figura se describen los componentes del equipo M.W.D.

Herramientas y/o equipo de desviación Para la perforación direccional es sumamente importante contar con las herramientas desviadoras adecuadas, así como con las barrenas, herramientas auxiliares y la instrumentación apropiadas. Las herramientas desviadoras son el medio para iniciar o corregir la deflexión de la trayectoria del pozo. La apertura de la llamada ventana (KOP), resulta una etapa crítica durante la perforación de un pozo direccional, ya que un inicio correcto de la desviación dará la pauta para lograr un desarrollo satisfactorio del curso.

Conforme la perforación direccional evolucionó, las herramientas desviadoras han sufrido cambios considerables en su diseño, provocando que en la actualidad no se utilicen algunas de las herramientas usadas en los orígenes de esta técnica de perforación. Tal es el caso de los desviadores de pared, de las barrenas de chorro, entre otras, predominando en la actualidad el uso de motores de fondo dirigibles o geonavegables en la perforación de pozos direccionales.